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Welsby, Dan; Solano Rodríguez, Baltazar; Pye, Steve; Vogt-Schilb, Adrien
Working Paper
Falsas expectativas: Reservas de gas natural
varadas y sus ingresos fiscales asociados en
América Latina y el Caribe
IDB Working Paper Series, No. IDB-WP-01197
Provided in Cooperation with:
Inter-American Development Bank (IDB), Washington, DC
Suggested Citation: Welsby, Dan; Solano Rodríguez, Baltazar; Pye, Steve; Vogt-Schilb,
Adrien (2022) : Falsas expectativas: Reservas de gas natural varadas y sus ingresos fiscales
asociados en América Latina y el Caribe, IDB Working Paper Series, No. IDB-WP-01197, Inter-
American Development Bank (IDB), Washington, DC,
https://doi.org/10.18235/0003727
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https://hdl.handle.net/10419/290069
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DOCUMENTO DE TRABAJO DEL BID Nº IDB-WP-01197 
 
 
 
Falsas expectativas: reservas de gas 
natural varadas y sus ingresos fiscales 
asociados en América Latina y el Caribe 
 
 
 
 
 
 
Dan Welsby 
Baltazar Solano Rodríguez 
Steve Pye 
Adrien Vogt-Schilb 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Banco Interamericano de Desarrollo 
Sector de Cambio Climático y Desarrollo Sostenible 
 
 
Febrero 2022 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Falsas expectativas: reservas de gas natural 
varadas y sus ingresos fiscales asociados en 
América Latina y el Caribe 
 
 
 
 
 
Dan Welsby 
Baltazar Solano Rodríguez 
Steve Pye 
Adrien Vogt-Schilb 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Banco Interamericano de Desarrollo 
Sector de Cambio Climático y Desarrollo Sostenible 
 
Febrero 2022 
Catalogación en la fuente proporcionada por la 
Biblioteca Felipe Herrera del 
Banco Interamericano de Desarrollo 
Falsas expectativas: reservas de gas natural varadas y sus ingresos fiscales asociados en América Latina y el Caribe / 
Dan Welsby, Baltazar Solano Rodriguez, Steve Pye, Adrien Vogt-Schilb. 
p. cm. — (Documento de trabajo del BID ; 1197) 
Incluye referencias bibliográficas. 
1. Natural gas-Taxation-Latin America. 2. Natural gas-Taxation-Caribbean Area. 3. Revenue-Latin America. 4. 
Revenue-Caribbean Area. 5. Climatic changes-Government policy-Latin America. 6. Climatic changes-Government 
policy-Caribbean Area. I. Welsby, Dan. II. Solano Rodriguez, Baltazar. III. Pye, Steve. IV. Vogt-Schilb, 
Adrien. V. Banco Interamericano de Desarrollo. División de Cambio Climático. 
VI. Serie. 
IDB-WP-1197. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
http://www.iadb.org 
 
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Dan Welsby (daniel.welsby.14@ucl.ac.uk), Baltazar Solano Rodríguez (b.solano@ucl.ac.uk), Steve Pye (s.pye@ucl.ac.uk), Adrien 
Vogt-Schilb (avogtschilb@iadb.org). 
http://www.iadb.org/
http://creativecommons.org/licenses/by-nc-
mailto:daniel.welsby.14@ucl.ac.uk
mailto:b.solano@ucl.ac.uk
mailto:s.pye@ucl.ac.uk
mailto:avogtschilb@iadb.org
1 
 
 
Falsas expectativas: reservas de gas natural varadas y sus 
ingresos fiscales asociados en América Latina y el Caribe 
Dan Welsby, Baltazar Solano Rodríguez, Steve Pye, Adrien Vogt-Schilb1 
Resumen 
La transición energética mundial a bajas emisiones de carbono impulsada por el cambio tecnológico y 
los planes de los gobiernos para cumplir con el Acuerdo de París crea incertidumbre con respecto a la 
futura demanda de gas, sus precios y los ingresos públicos asociados. Evaluamos las perspectivas de 
la producción de gas natural y los ingresos públicos procedentes de regalías y de los impuestos sobre 
la producción de gas en América Latina y el Caribe bajo diferentes niveles de ambición climática global. 
Nuestros datos de demanda se derivan de un modelo del sistema energético global, y los de oferta de 
un modelo global de campos de gas natural y de un modelo global de yacimientos de petróleo (para 
el gas asociado). 
 
Encontramos que la producción de gas natural y los ingresos públicos asociados se ven fuertemente 
afectados por los esfuerzos de descarbonización. Cuanto más estricta sea la ambición climática global, 
menor será la producción de gas natural. Exportar gas natural de América Latina y el Caribe no ayuda 
al resto del mundo a reducir las emisiones de gas de efecto invernadero. En los escenarios coherentes 
con limitar el calentamiento global muy por debajo de 2 °C, los productores existentes y el gas natural 
asociado al petróleo dominan la producción, lo que limita drásticamente las oportunidades de nueva 
producción de gas en la región y aumenta la cantidad de gas que queda en el suelo. La reducción de 
la demanda de gas producido en América Latina y el Caribe se debe principalmente a la disminución 
de la demanda en la propia región, ya que la demanda de energía en los edificios, la industria y el 
transporte se desplaza hacia la electricidad producida a partir de fuentes de cero emisiones. 
 
Los ingresos públicos acumulados derivados dela extracción de gas natural hasta 2035 oscilan entre 
USD 42 mil millones y USD 200 mil millones. El extremo inferior de la gama refleja escenarios 
coherentes con un calentamiento por debajo de 2 °C. En este caso, hasta el 50% de las reservas 
probadas, probables y posibles (3P) de la región (excluyendo a Venezuela) se mantienen no extraíbles;2 
el documento ofrece estimaciones por países. Nuestras conclusiones confirman que si los gobiernos 
quieren alcanzar las metas del Acuerdo de París no pueden depender de los ingresos de la extracción 
de gas. En lugar de ello, necesitan diversificar su estrategia fiscal y de exportaciones para no depender 
de la producción de hidrocarburos. En términos más generales, los objetivos climáticos, las políticas 
energéticas y las estrategias fiscales deben ser coherentes. 
1. Introducción 
El gas natural desempeña un papel importante en América Latina y el Caribe. Representó el 25% del 
consumo de energía primaria en 2019 (BP, 2021). Los principales productores de la región son 
Argentina, México, Brasil, Bolivia, Trinidad y Tobago y Venezuela. Por un lado, Venezuela posee cerca 
del 70% de las reservas probadas de gas de la región, mientras que Argentina tiene enormes recursos 
no convencionales, en particular el campo de esquisto Vaca Muerta. El gas natural también tiene un 
impacto económico, aunque mucho menor que el del petróleo. En Bolivia y Trinidad y Tobago, las 
rentas del gas natural, medidas como la diferencia entre el valor y los costos de la producción 
 
1 Direcciones de correo electrónico: daniel.welsby.14@ucl.ac.uk, b.solano@ucl.ac.uk, s.pye@ucl.ac.uk y 
avogtschilb@iadb.org 
2 La literatura en ingles usa la palabra “unburnable”, que podría traducirse como “inquemable” para hacer 
referencia a estas reservas de hidrocarburos que quedan sin explotarse en escenarios de reducción drástica de 
emisiones de gases de efecto invernadero. En este documento elegimos traducir este término como “no 
extraíbles”. 
mailto:daniel.welsby.14@ucl.ac.uk
mailto:b.solano@ucl.ac.uk
mailto:s.pye@ucl.ac.uk
mailto:avogtschilb@iadb.org
2 
 
doméstica y los precios mundiales, representan varios puntos del PIB (gráfico 1). En Trinidad y Tobago, 
el gas también proporciona varios puntos del PIB en ingresos fiscales al gobierno (OECD et al., 2020). 
 
La transición energética mundial, impulsada por las metas del Acuerdo de París y por el cambio 
tecnológico, crea incertidumbre con respecto a la futura demanda de gas, y por consiguiente a los 
precios. Desde hace muchos años se ha considerado el gas natural como un combustible puente 
potencial hacia un sistema de energía con cero emisiones netas, ya que emite menos dióxido de 
carbono durante la combustión que el carbón, el cual históricamente ha sido la fuente dominante en 
la producción de electricidad a nivel mundial (Kerr, 2010; Brown et al., 2009). Pero investigaciones 
recientes han demostrado que: (1) la ampliación del suministro de gas natural puede retrasar la 
descarbonización (Davis et al., 2014; González-Mahecha et al., 2019); (2) los beneficios climáticos del 
gas dependen de las tasas de fuga de metano, las cuales se suelen subestimar (Howarth, 2014; Brandt 
et al., 2014; Shearer et al, 2020) y (3) el papel del gas natural como puente hacia un sistema energético 
con bajas emisiones de carbono está sujeto a la sustitución de los combustibles fósiles más 
contaminantes y a la disponibilidad de tecnologías como la captura y el almacenamiento de carbono 
(McGlade et al., 2014). 
 
 
 
Gráfico 1. Rentas derivadas del gas natural (% del PIB) en América Latina y el Caribe (World Bank, 2020) 
 
 
 
 
3 
 
 
Gráfico 2. Producción de gas natural (miles de millones de metros cúbicos) por regiones en América Latina y 
el Caribe (BP, 2020) 
 
En los últimos años, las energías renovables se han convertido en la fuente de energía más barata y 
de mayor crecimiento en el mundo (IEA, 2021a). Además, los formuladores de políticas públicas se 
centran cada vez más en los objetivos de cero emisiones netas para 2050 (BID y DDPLAC, 2019; IEA, 
2021b). Esto pone en tela de juicio la idea de la necesidad de cualquier puente hacia las energías 
renovables (McGlade et al 2018). Además, las reservas de combustibles fósiles se consideran cada vez 
más como activos expuestos al riesgo de la transición, lo que significa que podrían volverse no 
extraíbles o quedar varadas durante la transición energética (McGlade and Ekins, 2015, Delgado et al, 
2021). Se ha señalado que los planes o las proyecciones de producción de los gobiernos no son 
coherentes con sus propios objetivos de reducción de emisiones en virtud del Acuerdo de París (SEI et 
al, 2021), y ahora abundan los llamamientos para que los ministerios de finanzas de los países 
dependientes de los combustibles fósiles prevean este riesgo y tomen medidas para gestionarlo 
(Delgado et al, 2021; Solano-Rodríguez et al., 2021, Coffin et al, 2021). 
 
En el caso de América Latina y el Caribe, un problema adicional es que la competencia del extranjero 
pone en riesgo la producción interna de gas natural. La región posee menos del 5% de las reservas 
mundiales y solo representa el 7% de la producción (OLADE, 2019). Antes de la COVID, un aumento 
tanto de la actividad industrial como de la competencia de los productores estadounidenses había 
generado un incremento de las importaciones, específicamente en México. Esto causó una 
disminución de la producción agregada de gas en la región entre 2014 y 2019 (gráfico 2). 
 
Este estudio evalúa las perspectivas de la producción de gas natural y de los ingresos asociados en 
América Latina y el Caribe bajo los regímenes climáticos emergentes durante la próxima década. Por 
otra parte, complementa un estudio anterior en el que se evaluaron las perspectivas de la producción 
de petróleo y los ingresos asociados en la región, y que reveló el riesgo en que se encuentran más de 
dos tercios de las reservas de petróleo y varios billones de dólares de regalías del petróleo en la región 
(Solano-Rodríguez et al., 2021). Utilizamos un marco analítico de toma de decisiones robustas para 
explorar una amplia gama de futuros escenarios de transición energética. 
4 
 
 
Combinamos tres modelos para cuantificar las incertidumbres en torno a la producción futura y a los 
ingresos públicos derivados del gas natural. En primer lugar, obtuvimos la demanda futura de gas 
natural del Modelo de Evaluación Integrada TIMES en University College London (TIAM-UCL) para lo 
cual exploramos diferentes niveles de impulsores de la demanda de servicios energéticos 
socioeconómicos y diferentes niveles de política climática a nivel mundial. Por otro lado, utilizamos el 
modelo bottom-up3 geológico-económico de yacimientos de petróleo (BUEGO: Bottom-Up Geological 
and Economic Oil) para informar sobre la producción de gas natural asociado (gas coproducido con 
petróleo) a nivel de país. Y, por último, mediante el modelo de producción, comercialización y precios 
del gas a nivel mundial (GAPTAP: Global GAs Production, Trade and Annual Pricing) (Welsby, 2019, de 
próxima publicación), que es un nuevo modelo geológico-económico de los recursos mundiales de gas 
natural a nivel de campo, determinamos la cantidad que puede producirse a nivel de país y la 
evolución de los precios del gas. 
 
Simulamos varios escenarios de producción y demanda energética mundial. Combinamos supuestos 
sobre los futuros impulsores de la demanda de energía a nivel mundial (a partir de la ruta 
socioeconómica compartida) con presupuestos de carbono diseñados para representar políticas 
climáticas coherentes con las actuales NDC, que se sabe que son incompatibles con el logro de los 
objetivos de temperatura a largo plazo del Acuerdo de París (Binsted et al., 2019; Olhoff et al., 2020; 
Bataille et al., 2020), un objetivo de calentamiento de 2 °C, un objetivo de 1,75 °C, o ninguna política 
climática. También exploramos el impacto de disminuir o aumentar las tasas de recaudaciónal 50% o 
al 150% de los valores actuales. 
 
Cuantificamos los efectos de las incertidumbres mencionadas anteriormente sobre la producción de 
gas natural, el porcentaje de reservas probadas, probables y posibles (3P) de la región que 
permanecen bajo tierra, y los ingresos totales gubernamentales asociados con la producción de gas 
natural. Nos centramos en Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, México, Perú, Trinidad y Tobago y 
Venezuela, que representan más del 98% de las reservas y la producción de la región. 
 
Observamos que el nivel de producción de gas en América Latina y el Caribe depende principalmente 
de los niveles de demanda y de la ambición asociada a los esfuerzos de mitigación climática. En los 
escenarios muy por debajo de 2 °C, la producción de gas alcanza 4-6 exajulios en 2035, frente a los 9-
13 EJ de los escenarios de referencia (que alcanzan 3 °C o más). En nuestros escenarios de referencia 
y de NDC, la demanda de gas en la región aumenta hasta un 14-72% por encima de los niveles de 2018 
en 2035. En cambio, en los escenarios que logran un calentamiento global por debajo de 2 °C, la 
demanda de gas disminuye hasta un 32-45% por debajo de los niveles de 2018. El gas natural se 
elimina rápidamente de la matriz de generación energética, y para 2035 la demanda de gas está 
dominada por los sectores de transporte e industria. 
 
También observamos que el 70% de las reservas probadas, probables y posibles (3P) en América Latina 
y el Caribe se mantienen no extraíbles debido a la reducción de la demanda asociada con el alto nivel 
de ambición climática. Al retirar a Venezuela de la muestra, las reservas no extraíbles de gas natural 
en el resto de la región oscilan entre el 39% y el 50%. Encontramos importantes volúmenes de reservas 
no extraíbles de gas entre los principales productores: Argentina (34-37%), Brasil (15-30%), Venezuela 
(89%), México (69-72%). Trinidad y Tobago (6-8% reservas no extraíbles) es un caso interesante en el 
que la producción se mantiene relativamente estática en todos los escenarios, debido a la disminución 
de la producción en los campos maduros en alta mar y, mientras continúan las exportaciones de GNL, 
el país lucha por competir con los productores más grandes (Qatar, Estados Unidos, Nigeria, Australia). 
 
3 “Bottom-up” quiere decir “de abajo hacia arriba” en inglés. En modelación se usa para describir modelos que 
empiezan por una descripción del sistema técnico del cual emergen variables macroeconómicas, en contraste 
con los modelos top-down que empiezan por las variables macroeconómicas. 
5 
 
Las exportaciones de GNL de Trinidad y Tobago tienen en gran medida el mismo destino que los flujos 
comerciales actuales: Europa y al interior de América Latina y el Caribe. 
 
Estimamos que los ingresos fiscales acumulados derivados de la extracción de gas natural en la región 
oscilan entre USD 42.000 millones y USD 200.000 millones en el período 2017-2035. El extremo 
inferior de la gama refleja los casos muy por debajo de 2 °C. Mientras que algunos países podrían 
esperar ver un aumento de los ingresos del gas natural en los escenarios en los que se ignoran el 
cambio climático y la transición energética, los ingresos públicos procedentes del gas natural están 
destinados a disminuir en los escenarios coherentes con los objetivos de 2 °C o por debajo de 2 °C. 
 
Los esfuerzos de los gobiernos para, por una parte, maximizar los ingresos derivados de la producción 
de gas y, por la otra, incentivar la inversión en el sector mediante la reducción de las tasas impositivas 
tienen un efecto limitado. De hecho, la mayor parte de la producción de América Latina y el Caribe se 
consume dentro de la región. La mayoría de los productores regionales no son competitivos frente a 
los grandes exportadores mundiales, como Qatar en los mercados de GNL. Como resultado, no 
encontramos que la producción de gas natural en la región pueda ayudar a reducir las emisiones en el 
resto del mundo (por ejemplo, desplazando el carbón). En los escenarios coherentes con un 
calentamiento de 2 °C o por debajo de 2 °C, la reducción de la demanda de gas natural es el motor 
dominante tanto de la disminución de la producción como de los ingresos públicos. Los productores 
existentes y el gas asociado dominan el panorama de la producción, dejando poca flexibilidad para 
cualquier redistribución de la producción entre países. 
 
Nuestras conclusiones confirman que los países necesitan diversificar sus ingresos y su estrategia 
energética para no depender de la producción de gas (Coffin et al, 2021; SEI et al, 2021). En su lugar, 
las inversiones deberían centrarse en el desarrollo de la capacidad de generación de energía con cero 
emisiones de carbono, como la eólica, la solar y la hidráulica, y en el uso de la electricidad para sustituir 
los combustibles fósiles en los sectores de transporte, construcción e industria. Por ejemplo, en 
nuestros escenarios que logran un aumento de la temperatura por debajo de 2 °C, la generación de 
electricidad alcanza los 4704-8160 TWh en 2050, lo que supone multiplicar por dos o por cuatro la 
generación actual, de la que el 88-96% procede de la energía solar, eólica o hidráulica. Las energías 
eólica y solar representan por sí solas el 76% de la matriz de generación en nuestros escenarios por 
debajo de 2 °C para el 2050. 
 
Nuestro documento tiene varias limitaciones. Por ejemplo, en el TIAM-UCL se representa a América 
Central y América del Sur como a una sola región y se simplifican las heterogeneidades entre los 
distintos potenciales de despliegue y los sistemas energéticos a nivel de país. Además, nuestros 
escenarios coherentes con un calentamiento muy por debajo de 2 °C se centran en un calentamiento 
de 1,75 °C, mientras que muchos políticos actualmente utilizan como su objetivo preferido 1,5 °C, o 
cero emisiones netas para el 2050. Dichas limitaciones podrían ser solventadas por estudios a nivel de 
país, desarrollados en colaboración con los ministerios locales de energía y finanzas, por ejemplo, con 
los métodos, expuestos a continuación, que Huxham et al (2019, 2020) utilizan en Sudáfrica y Uganda. 
 
Pese a dichas limitaciones, este documento muestra la necesidad de abandonar la producción de gas 
natural, descarbonizar el sistema eléctrico y facilitar la electrificación de los servicios energéticos. El 
resto del documento está estructurado de la siguiente manera: En la Sección 2 se presentan los 
métodos. En la Sección 3 se presentan nuestros resultados. En la sección 4 se presentan las 
conclusiones. 
6 
 
2. Métodos 
Enfoque de evaluación de escenarios 
Utilizamos el método Robust Decision Making (toma de decisiones robustas) (Lempert, 2003) para 
explorar las implicaciones de la incertidumbre en la producción de gas y en los ingresos asociados de 
América Latina y el Caribe a 2035. Este método analítico utiliza datos y modelos para poner a prueba 
las estrategias propuestas frente a una amplia gama de futuros plausibles. Evaluamos grupos de 
estados futuros del mundo buscando comprender los puntos fuertes y los puntos débiles de las 
diferentes estrategias. Este enfoque basado en escenarios utiliza el marco XLRM sugerido por Lempert 
(2003) para guiar la participación de las partes interesadas y organizar datos, supuestos y modelos 
pertinentes, de la siguiente manera: 
 
Medidas de desempeño (M). A fin de evaluar si posibles estados futuros del mundo alcanzan los 
objetivos de los tomadores de decisiones, cuantificamos la producción de gas y los consiguientes 
ingresos fiscales, generados para los presupuestos públicos, de todos los principales países 
productores de gas en la región. Además, evaluamos la fracción de reservas que quedan sin utilizar 
hasta 2035. 
 
Estrategias de gestión (L). Son las decisiones que los productores de gas pueden tomar para influir en 
las métricas. En nuestro caso, las tasas fiscales son una decisión que los productores pueden tomar 
para influir en los resultados.Modelamos el impacto de reducir a la mitad o aumentar el 50% a las 
actuales tasas de recaudación (50-150% de las tasas actuales). 
 
Incertidumbres exógenas (X). Estas incluyen las principales incertidumbres que afectan a los 
mercados mundiales del gas, entre las que se encuentran: el crecimiento económico, las políticas 
climáticas, los cambios demográficos y el papel del gas en la transición hacia bajas emisiones de 
carbono. Todo esto se refleja en la evolución de la demanda mundial de gas en las próximas dos 
décadas. En este estudio utilizamos las trayectorias de la demanda mundial de gas resultantes de una 
serie de escenarios modelados mediante el TIAM-UCL que son coherentes con un aumento de la 
temperatura en 2100 que llevan a 2,9-3,8 °C (referencia), 2,75-2,9 °C (NDC), 1,85 °C (2 °C) y 1,75 °C 
(por debajo de 2 °C). También ejecutamos un análisis de sensibilidad individual sobre los costos de 
explotación de los campos de gas natural, utilizando el modelo de producción, comercialización y 
precios del gas a nivel mundial (Global GAs Production, Trade and Annual Pricing [GAPTAP])(Welsby, 
s.f.). A fin de evaluar e intentar cuantificar las incertidumbres tanto de la producción futura como de 
los ingresos públicos derivados de la extracción de gas natural en América Latina, combinamos la 
incertidumbre de los costos de explotación de campo con las estrategias de gestión (dos de los 
principales impulsores de las decisiones de explotación de campo). 
 
Relaciones (R). Utilizamos el modelo GAPTAP, descrito en detalle más adelante, para cuantificar las 
implicaciones de las incertidumbres y las intervenciones políticas en nuestras métricas. 
 
El marco de modelización 
Utilizamos el nuevo modelo GAPTAP (Welsby, 2019) para explorar las incertidumbres que rodean los 
futuros ingresos públicos y las reservas no extraíbles de gas en América Latina y el Caribe. El GAPTAP 
es un nuevo modelo geológico-económico de los recursos mundiales de gas natural a nivel de campo 
que determina cuánto se puede producir y a qué costo. Este novedoso modelo se centra en la dinámica 
de la cadena de suministro de gas natural en las fases previas (exploración y producción) y medias 
(procesamiento, almacenamiento y transporte), teniendo en cuenta la incertidumbre futura en los 
mercados de gas natural: la demanda, los niveles y mecanismos de formación de precios, los 
volúmenes de comercio, los costos de infraestructura y la competencia entre combustibles (los 
7 
 
detalles se exponen en la siguiente sección). Debido a que el modelo GAPTAP ha sido construido por 
Welsby (de próxima publicación) sin una base de datos industrial, el modelo se centra necesariamente 
en los grandes productores y faltan algunos campos de los pequeños países productores. Aquí 
presentamos los resultados de los mayores productores en América Latina y el Caribe, a saber: 
Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, México, Perú, Trinidad y Tobago y Venezuela. Dado que estos 
países representan más del 98% de la producción actual y el 99% de las reservas, constituyen la gran 
mayoría de la producción de gas tanto actual como proyectada para el futuro en América Latina y el 
Caribe. 
 
Los porcentajes de demanda regional de la demanda mundial de gas natural se toman bajo diferentes 
escenarios del modelo de sistemas energéticos TIAM-UCL (Modelo de Evaluación Integrada TIMES en 
University College London), según se describe en Pye et al. (2020a). TIAM-UCL (Pye et al., 2020b) es 
un modelo de optimización lineal ascendente de 16 regiones del sistema energético mundial. 
Representa la producción de recursos energéticos, hasta su conversión en otros productos y su 
utilización en sectores de uso final. Hay un total de ocho fuentes de gas convencional y no 
convencional contenidas en el modelo TIAM-UCL a saber: reservas probadas y probables existentes, 
crecimiento de reservas, gas no descubierto, gas del ártico, gas compacto, gas metano de carbón, gas 
de esquisto y gas asociado. Cada recurso de gas tiene una disponibilidad y un costo de producción 
individuales dentro de cada región. La producción de gas natural asociado también se toma del TIAM-
UCL, teniendo en cuenta las nuevas inversiones en capacidad de extracción y procesamiento (Welsby, 
de próxima publicación). Un aspecto clave del GAPTAP y del TIAM-UCL es la coherencia del enlace 
simbólico entre los dos modelos: las bases de datos ascendentes construidas como parte del 
desarrollo del GAPTAP se utilizaron para generar las curvas de costos de suministro de gas natural en 
el TIAM-UCL, y por lo tanto el TIAM-UCL tiene una representación tecno-económica detallada de los 
impulsores de los costos de suministro de los campos de gas natural (Welsby, de próxima publicación). 
 
Mecanismo de modelación GAPTAP 
El modelo GAPTAP consta de tres módulos básicos que determinan el tipo de suministro: 1) contratos 
a largo plazo con cláusulas de indización, si corresponde, 2) producción doméstica y 3) mercado al 
contado. Como referencia, los apéndices 1 y 2 ofrecen un desglose y una descripción detallados de la 
formulación matemática del GAPTAP (Welsby, de próxima publicación), incluyendo la derivación de 
indicadores de precios e ingresos fiscales para cada módulo. 
 
1. El módulo de contratos a largo plazo se ejecuta para satisfacer la cantidad mínima contratada 
para los contratos a largo plazo de cada exportador hacia cada región importadora; los 
volúmenes de los contratos a largo plazo se determinan de forma exógena basándose en las 
cantidades anuales contratadas o en la media histórica del comercio bilateral de gas durante 
cinco años. Estos volúmenes luego se extienden durante el plazo del contrato de gas natural 
y se suman a través de los países importadores de cada región y se restan de la demanda de 
consumo regional total; se supone que las regiones importadoras son aceptadoras de precios 
(es decir, tienen que aceptar la cantidad mínima contratada independientemente del precio). 
Una extensión del modelo tiene en cuenta las incertidumbres sobre las futuras cantidades 
anuales contratadas en los contratos de gas existentes, lo que implica variar la demanda de 
los volúmenes contratados por encima de la cantidad mínima contratada. Además, el modelo 
también puede decidir prorrogar los contratos de gas sobre una base anual renovable si estos 
son competitivos frente a un precio indicado para los volúmenes disponibles al contado. 
 
2. El módulo de producción doméstica divide a las regiones productoras en importadoras netas 
y exportadoras netas. La producción regional del TIAM-UCL se divide por el consumo regional 
para indicar si una región es una importadora neta (la producción dividida por el consumo es 
8 
 
inferior a 1) o una exportadora neta (la producción dividida por el consumo es superior a 1). 
Por ejemplo, si una región produce más de lo que consume, la demanda regional tomada del 
TIAM-UCL (neto de cualquier contrato a largo plazo) se satisface con los campos de esa región. 
Por el contrario, si una región es importadora neta, entonces el GAPTAP pone en marcha 
campos individuales hasta un máximo de la producción regional sugerida por el TIAM-UCL (es 
decir, el TIAM proporciona una indicación del tope máximo de la producción local, y el GAPTAP 
determina qué países de la región producen). El módulo determina la proporción de la 
demanda regional que debe proceder de los campos de gas natural de esa región y, por lo 
tanto, refleja la decisión política de explotar determinados campos, incluso a un costo más 
elevado. Esto incluye las decisiones de explotación de campos motivadas más por la seguridad 
energética y la diversificación de suministro, que por la importación de gas a precios 
potencialmente más bajos. 
El módulo también garantiza que se tenga en cuenta la producción de cada uno de los países 
para garantizar que un país no represente en exceso o en defecto su parte de la producción 
regional. Además, los mecanismos deformación de precios internos que se tienen en cuenta 
son los regímenes fiscales y los posibles subsidios a la producción. Para este estudio, se eliminó 
de la ecuación del valor actual neto cualquier subsidio por el lado de la demanda, por lo que 
el precio de equilibrio de cada campo es independiente de cualquier posible intervención 
gubernamental para reducir artificialmente los precios. El módulo doméstico también 
incorpora, en el algoritmo que ecualiza el suministro con la demanda, una función que elije 
qué campos explotar con base en el precio actual, en los precios de los años precedentes, y 
en la capacidad de producción residual en esa región. En las regiones con un suministro de gas 
relativamente escaso, dicha función se usa relativamente poco. 
 
3. Una vez que se han ejecutado los módulos iniciales de contrato a largo plazo y doméstico, la 
demanda residual se cubre con los módulos de comercio adicional. En primer lugar, cualquier 
volumen residual de gas natural disponible de los contratos a largo plazo (es decir, la 
diferencia entre los volúmenes máximos y los volúmenes mínimos contratados) compite con 
un precio comercial al contado indicado4, y si es competitivo, se comercializan volúmenes 
adicionales de gas contratado. El comercio de gas natural está limitado por una matriz 
comercial subyacente (es decir, por restricciones comerciales bilaterales basadas en la 
distancia, los patrones históricos y los factores geopolíticos), y los proveedores compiten en 
función de los costos competitivos y del precio de gas vigente (una vez que se han cumplido 
los contratos a largo plazo y se ha tenido en cuenta la producción de los campos nacionales) 
tanto en la región importadora como en la exportadora. El módulo de mercado al contado 
permite que el modelo refleje diferentes estructuras de mercado y mecanismos de formación 
de precios. 
 
Contratos a largo plazo 
El GAPTAP tiene contratos a largo plazo, con precios vinculados a los precios del petróleo cada año. 
Cada contrato tiene una cantidad mínima supuesta que debe ser aceptada por un país importador. 
Los contratos se ejecutan hasta su fecha de finalización, pero pueden prorrogarse sucesivamente en 
función del precio de producción contratado generado por el modelo, y del precio competitivo de la 
 
4 Dependiendo de la estructura de mercado en los países exportadores, este precio comercial al contado indicado es el 
precio ponderado de campos específicos que son "solo de exportación" (por ejemplo. los campos rusos de GNL), o el precio 
al que los exportadores de GNL pueden comprar el gas natural en los centros de venta y luego exportarlo (por ejemplo, 
Estados Unidos y Canadá). 
9 
 
oferta al contado. Por lo tanto, las cláusulas de "compra garantizada", que fueron la base de la mayoría 
de los principales contratos bilaterales de comercio de gas en América Latina y el Caribe, están 
representadas en el modelo, exigiendo a los importadores que acepten una determinada cantidad de 
gas independientemente de las alternativas. Sin embargo, una vez que estos contratos se venzan, el 
GAPTAP puede seguir generando volúmenes más en función a una variabilidad del mercado al contado 
a corto plazo. Esto puede verse en algunos de los escenarios explorados a continuación, donde los 
contratos de gas de Bolivia con Argentina y Brasil se vencen, pero los volúmenes de gas boliviano por 
gasoducto entran y salen de la matriz energética en función del escenario vigente (y de las 
combinaciones de diferentes costos de campo e impuestos descritos más adelante). 
 
Para América Latina y el Caribe, un ejemplo de contrato a largo plazo en el GAPTAP es entre Brasil y 
Bolivia, donde el supuesto inicial en torno a la cantidad mínima contratada era de 350 PJ al año. Sin 
embargo, los contratos de exportación de Bolivia tanto con Brasil como con Argentina expiraban a 
finales de 2019/2020, y las exportaciones bolivianas disminuyeron considerablemente. No obstante, 
hay una función incorporada en el modelo que permite las exportaciones de Bolivia de forma continua 
hasta la antigua cantidad mínima contratada, si es competitiva (como se ha descrito anteriormente) 
 
Aunque las franjas de tiempo anuales del GAPTAP no tienen en cuenta algunos de los elementos más 
complicados de los contratos de compra garantizada de gas, que pueden incluir cláusulas de 
aceptación que permiten variaciones mensuales de la demanda, sí representan el elemento principal 
de la compra garantizada en el sentido de que el importador tiene que aceptar una cantidad mínima 
de gas durante el período de vigencia del contrato, sin tener en cuenta las importaciones de GNL ni la 
producción interna potencialmente más barata. 
 
Coproducción de gas y petróleo 
La producción de gas en algunos países de América Latina y el Caribe está dominada por el gas natural 
asociado, que representa el 74% de la producción total de gas en México y el 79% en Brasil. La 
producción de Venezuela también está dominada por el gas asociado al petróleo, aunque 
recientemente se han explotado campos de gas no asociado en alta mar (por ejemplo, el campo de 
gas Perla). 
 
En este estudio, los niveles potenciales de producción de gas asociado se toman de cada escenario del 
TIAM-UCL. El TIAM-UCL elige si explotar el gas asociado en función de una serie de parámetros que 
incluyen las limitaciones climáticas, la capacidad existente, la demanda y la disponibilidad de 
alternativas más baratas (se trata de un modelo de optimización). Si se produce gas asociado y se 
requiere capacidad adicional (extracción y procesamiento), el modelo tendrá que construir esta 
capacidad. Si el gas asociado no se "explota", se quema o se deja sin utilizar (esto supone una 
reinyección que el modelo no permite considerar). 
 
El estudio sobre petróleo no extraíble (Solano-Rodríguez et al., 2021), llevado a cabo recientemente, 
ha sido la base para realizar nuestra modelización de la producción de petróleo a nivel de país para 
América Latina y el Caribe. Al usar el modelo BUEGO hemos generado una perspectiva para los 
productores de petróleo de la región bajo una serie de distintos escenarios de clima-demanda (que se 
analizan en la siguiente sección). Estas rutas de producción de petróleo se han utilizado para estimar 
el porcentaje de gas asociado producido por los países en cada escenario. La cuota de cada país se 
aplicó a la producción regional agregada de gas asociado del TIAM-UCL (véase el gráfico 8 en la sección 
3). La representación de gas asociado en el TIAM-UCL se ha mejorado notablemente gracias a Welsby 
(de próxima publicación). 
 
10 
 
 
Gráfico 3. Producción de petróleo en América Latina y el Caribe (EJ) 
 
BUEGO es un modelo a mediano plazo que incorpora las características geológicas y económicas del 
petróleo (McGlade, 2013). Las características incluyen los niveles de reserva, las tasas de agotamiento, 
el potencial de aumento de la capacidad, las profundidades del agua y los costos de capital y 
explotación de más de 7.000 yacimientos petrolíferos en producción, descubiertos y no descubiertos, 
pero no explotados en todo el mundo. Además, se representa el régimen fiscal del país en el que se 
encuentra el yacimiento. Para una demanda mundial de petróleo de carácter exógeno, el modelo 
simula la capacidad de producción necesaria para satisfacer el nivel de producción de cada año futuro 
de manera iterativa. Esto se modela aumentando el precio mundial hasta que se utilice la suficiente 
capacidad de producción existente y se invierta en nueva capacidad, basándose en la economía de 
diferentes proyectos a nivel de yacimientos (incluyendo el régimen fiscal). El gráfico 3 muestra las 
rutas de producción de petróleo de la región de América Latina y el Caribe en una serie de escenarios 
que se analizan con más detalle en la siguiente sección. 
 
Gasoductos y otras infraestructuras de distribución 
El GAPTAP tiene en cuenta la infraestructura del gas que se comercializa internacionalmentede las 
siguientes maneras: 
 
• Tanto los gasoductos existentes como aquellos en construcción se tienen en cuenta en el 
modelo; los gasoductos en construcción tienen una cifra aparte de gasto de capital (CAPEX) 
que debe pagarse durante (actualmente) diez años incluyendo la preproducción 
• La infraestructura de GNL (existente) se incluye con un costo de inversión unitario incluido en 
los costos comerciales. El costo de inversión unitario se calcula utilizando el CAPEX5 específico 
del proyecto dividido por un supuesto potencial de producción durante un periodo de 20 años. 
También se incluyen las tasas de descuento específicas del proyecto. Para el comercio de GNL, 
si no se utilizó un costo de inversión unitario y en su lugar se utilizó una cifra directa de CAPEX, 
como en el caso de los gasoductos, entonces no es posible prorratear el CAPEX a determinados 
 
5 El CAPEX se calcula incluyendo un costo de capital supuesto, elevado por el número de años en que se 
supone que se amortizan los gastos de capital (el estándar supuesto es de cinco años [McGlade, 2013]), y se 
divide por la capacidad de la planta/el tren de GNL suponiendo una producción de 20 años. Evidentemente, se 
trata de simplificaciones, ya que una planta de licuefacción suele durar más de 20 años; sin embargo, este 
periodo a plena capacidad se considera suficiente para cubrir a) que es poco probable que funcione a plena 
capacidad, y b) que es posible que durante algunos años la producción esté por debajo o muy por debajo de su 
capacidad. Por lo tanto: (CAPEX*CostodeCapital5)/(Capacidad*20) 
11 
 
importadores en el precio del contrato (a saber, qué parte del CAPEX se refleja en el precio 
del contrato para comerciar con los distintos países). 
• El modelo también puede invertir en nuevas infraestructuras de GNL teniendo en cuenta las 
siguientes limitaciones: 
o Suficiente potencial de suministro 
o Demanda residual en las regiones importadoras 
o Precios de oferta al contado que compiten entre los exportadores y el precio vigente 
en la región importadora 
 
Costos de suministro a nivel de campo 
En la actualidad, se aplica un costo único de suministro a cada campo que incluye los gastos de capital 
(CAPEX) y los gastos de explotación (OPEX). Esto se debe a las limitaciones de datos ya que se cuenta 
con muy poca información pública sobre los costos de los distintos campos de gas, lo que no hizo 
posible separar CAPEX y OPEX en parámetros de costos individuales. Por ello se decidió revisar las 
publicaciones para recopilar información sobre una serie de datos de costos de los campos de gas, los 
cuales, en muchos casos, ya estaban en un formato combinado de "costos de suministro". A 
continuación, se aplicó un modelo de regresión a los principales impulsores de estos costos de campo, 
con el fin de aplicar los costos a los campos de los que no se disponía de datos o que aún no se han 
explotado. De este modo, los costos de los campos no explotados se basan en impulsores 
estadísticamente significativos. Además, en esta cifra de costo único de suministro se incorporan los 
supuestos de costo de capital. El modelo incluye costos de campo dinámicos para los campos 
convencionales de gas no asociado en alta mar, derivados de un análisis del modelo de regresión lineal 
de los impulsores estadísticamente significativos de los costos de explotación de los campos de gas 
(Welsby, de próxima publicación). 
 
Los campos se explotan sobre la base de un precio de equilibrio estimado a lo largo de la vida del 
campo. En términos anuales, esto significa que el precio de producción requerido para obtener un 
valor actual neto positivo cambiará y será más alto durante los primeros años a medida que se pague 
el CAPEX y luego será más bajo ya que solo quedará pendiente el pago del OPEX. Sin embargo, el 
productor no necesariamente recibirá este precio más alto (es decir, esperará que un determinado 
precio cubra los costos a lo largo de la vida del campo), por lo que se utiliza un precio único por campo 
para cubrir el valor actual neto a lo largo de la vida del proyecto y no año por año. 
 
El algoritmo de compensación del mercado para cada módulo del GAPTAP permite obtener el precio 
que pone en equilibrio la oferta requerida y un subconjunto de la demanda regional general. A medida 
que el precio itera hacia arriba, el modelo puede elegir explotar (o no explotar) un campo basándose 
en la indicación del precio marginal del año anterior. 
 
En el cuadro 1 se muestran algunas indicaciones de la composición de los costos de campo para 
algunos campos de gas en América Latina y el Caribe, mientras en el gráfico 4 se muestra un ejemplo 
de la estructura de costos del campo de gas Margarita en Bolivia. 
 
Cuadro 1. CAPEX indicativo para los campos seleccionados como porcentaje de los costos totales 
Campo (país) % de costos del CAPEX 
Margarita (Bolivia – terrestre) 71 
Perla (Venezuela – en alta mar) 55 
Serrette (Trinidad – en alta mar) 80 
Manati (Brasil – en alta mar) 77 
 
12 
 
 
Gráfico 4. Estructura de costos del campo de gas Margarita (Bolivia) 
 
Subsidios a la oferta y a la demanda de gas natural 
En el GAPTAP se pueden incluir tanto los subsidios a la producción como al consumo. Los subsidios a 
la producción incluidos en el GAPTAP en los distintos países incluyen subsidios directos por unidad de 
producción y exenciones fiscales/reducciones de las tasas impositivas para determinadas 
categorías/campos geológicos. Sin embargo, como se ha mencionado anteriormente, los subsidios al 
consumo no se incluyen en este estudio por las siguientes razones: 
• Existe una función de respuesta a la demanda en el GAPTAP que permite una pequeña 
respuesta a la demanda en materia del aumento de precios. Decidimos permitir la totalidad 
de esta respuesta a la demanda, particularmente en respuesta a los cambios de las tasas 
impositivas y de los costos de campo, sin incluir los precios artificialmente depreciados. Esto 
se hizo para permitir que el modelo capte plenamente la dinámica futura cuando se eliminen 
los precios subsidiados, en lugar de suponer que estos continúan hasta el final del horizonte 
de modelización. Además, los subsidios al consumo en América Latina y el Caribe suelen 
implicar precios discriminatorios en función del consumidor final, lo que queda fuera del 
alcance de este estudio. Por lo tanto, una ampliación interesante a este documento podría ser 
una exploración del efecto en la demanda en sentido descendente en los sectores de uso final 
de los escenarios que utilizamos. 
• Uno de los principales objetivos de este proyecto es estimar los ingresos fiscales de la 
extracción de gas natural en América Latina y el Caribe bajo diferentes regímenes de política 
climática mundial. Por lo tanto, nos centramos en los ingresos brutos en lugar de utilizar los 
datos públicos limitados para suponer los niveles futuros de subsidios (que proporcionarían 
ingresos netos) Así pues, nuestro análisis ofrece implicaciones políticas para cualquier subsidio 
futuro para el consumo de combustibles fósiles. En particular, en los escenarios más 
ambiciosos de la política climática mundial, en los que los ingresos fiscales derivados del gas 
natural son menores. Un punto clave de la política es la reorientación del gasto hacia vectores 
energéticos con más bajas emisiones de carbono. 
 
Caracterización del régimen fiscal 
Un elemento importante en el cálculo del valor actual neto de cada proyecto son los impuestos 
derivados del régimen fiscal vigente. En el GAPTAP, estos se representan como un porcentaje de los 
ingresos en forma de regalías (es decir, la proporción de la producción o de los ingresos que se destina 
al gobierno), beneficios o impuestos sobre la renta. En algunos países, el GAPTAP incluye impuestos 
dinámicos sobre los ingresos basados en los niveles de producción. Además, cada campo tiene tasas 
de descuento específicas que reflejan el riesgo del proyecto. En su forma más simple, se distinguenlos impuestos sobre los flujos de ingresos y beneficios, que se restan del flujo de ingresos/beneficios 
13 
 
del productor y se añaden a los ingresos públicos del país donde se encuentra el campo/proyecto. En 
el Anexo 1 se pueden encontrar más detalles sobre la aplicación de los regímenes fiscales. 
 
Definición y exploración de escenarios 
Definición 
El papel del gas en la transición energética mundial a bajas emisiones de carbono está sujeto a 
múltiples incertidumbres relacionadas con el crecimiento económico, la innovación tecnológica, los 
impulsores demográficos, las decisiones políticas, la aceptación social y las políticas climáticas. Según 
la OIES (2017), la cuestión clave es si el gas alcanzará precios prohibitivos y se volverá poco 
competitivo, en aquellos países de América Latina y el Caribe en los que el acceso a la energía es 
motivo de gran preocupación, mucho antes de que sus emisiones lo hagan no extraíble. Este complejo 
panorama crea una amplia variación en las perspectivas del gas en muchos mercados de todo el 
mundo, lo que se traduce en ingresos inciertos para los productores de gas. 
 
Para comprender cómo repercuten la combinación de la incertidumbre de la demanda mundial de gas 
y el régimen fiscal en las perspectivas de producción de los distintos productores de la región de 
América Latina y el Caribe, incluimos variaciones en las siguientes dimensiones en nuestro diseño de 
escenarios: 
 
• Nueve niveles de demanda mundial basados en los escenarios de producción de gas 
coherentes con cuatro objetivos climáticos mundiales, y variaciones en las demandas de 
servicios energéticos coherentes con las rutas socioeconómicas compartidas 
• Tasas impositivas por país en América Latina y el Caribe 
Cada escenario está conformado por la elección de una ruta de demanda mundial de gas y una tasa 
impositiva para cada país de la región. Los impulsores exógenos de la demanda de servicios 
energéticos en el TIAM-UCL se basan en las rutas socioeconómicas compartidas (SSP, por sus siglas en 
inglés), de las que hemos elegido tres. Las SSP se construyeron para elaborar una narrativa en torno a 
la capacidad de la sociedad para adaptarse y mitigar los impactos del cambio climático (van Vuuren et 
al., 2014; O’Neill et al., 2014): 
• SSP1 = ‘sostenibilidad’, con un menor crecimiento de la población, pero con un alto 
crecimiento del PIB impulsado por las opciones de comportamiento de los consumidores que 
hacen hincapié en la sostenibilidad y la enorme capacidad de mitigación y adaptación al futuro 
cambio climático. La SSP1 incluye cambios de comportamiento como un menor consumo de 
carne y productos lácteos (y, por lo tanto, menores emisiones derivadas del uso del suelo y 
del cambio de uso del suelo), un menor crecimiento de la demanda de aviación y una menor 
reducción de la demanda de transporte compartido respecto a vehículos particulares en 
comparación con la ruta SSP2 "intermedia" 
• SSP2 = ‘intermedia’, una ruta central para el crecimiento de la demanda de servicios 
energéticos 
• SSP5 = ‘combustible fósil’, un crecimiento muy elevado de la demanda energética per cápita, 
impulsado por un alto crecimiento del PIB y una población menor que en la SSP2, con un 
enfoque en la explotación de combustibles fósiles y un alto consumo de carne y productos 
lácteos, lo que resulta en altas emisiones de uso del suelo y cambio de uso del suelo. No 
obstante, en la SSP5 la renta per cápita es más alta y se supone que las instituciones son lo 
suficientemente fuertes para adaptarse al rápido crecimiento de las emisiones. Sin embargo, 
cabe señalar que cuando se combina una ruta de crecimiento de la demanda SSP5 con rutas 
14 
 
de concentración representativa (RCP, por sus siglas en inglés6) y presupuestos de carbono en 
nuestros escenarios de 2 grados y por debajo de 2 grados en el TIAM-UCL, la modelización 
resultaría inviable (es decir, el modelo no puede resolverse sin la inclusión de una tecnología 
‘backstop’ que elimine el CO2 de la atmósfera a un costo prohibitivo). 
Construcción de escenarios para explorar el espacio de incertidumbre de la oferta y la demanda de 
gas natural en América Latina y el Caribe 
 
Oferta y demanda mundial de gas del TIAM-UCL 
A fin de modelar los distintos niveles de demanda de gas natural bajo diferentes rutas de 
descarbonización e impulsores socioeconómicos de la demanda de servicios energéticos, utilizamos 
el modelo TIAM-UCL, que es un modelo del sistema energético mundial que utiliza un sistema de 
referencia energético ascendente y tecnológicamente detallado para equilibrar la oferta y la demanda 
de energía. La demanda de servicios energéticos en el TIAM-UCL está impulsada por factores 
socioeconómicos exógenos (por ejemplo, el PIB, la población, la urbanización, etc.), en donde el 
modelo optimiza (minimizando el costo) el suministro de la energía requerida, en relación con 
numerosas restricciones de los usuarios. El modelo también se puede ejecutar con una función de 
demanda elástica, mediante lo cual las demandas de servicios energéticos reaccionan dinámicamente 
dentro de la ejecución del modelo a cualquier cambio ya sea en el costo de las materias primas 
energéticas o a qué tan "estrictas" son las restricciones del usuario con respecto a la función objetivo. 
 
En este estudio se desarrollan una serie de rutas de demanda en el TIAM-UCL para reflejar la 
incertidumbre inherente tanto a los futuros esfuerzos de descarbonización como a los impulsores 
socioeconómicos de las demandas de servicios energéticos. El cuadro 2 a continuación describe cada 
ruta de demanda e incluye cualquier restricción de los parámetros climáticos, incluidos los 
presupuestos de carbono utilizados. 
 
Cuadro 2 Escenarios desarrollados con el modelo TIAM-UCL para generar una serie de rutas de demanda de 
gas natural en América Latina y el Caribe 
 
Nombre del escenario Ruta 
socioeconómica 
compartida (SSP) 
Aumento de la 
temperatura en 2100 
Presupuesto de carbono 
aplicado, S/N 
Referencia, demanda baja 1 2,9 N 
Referencia, demanda central 2 3,2 N 
Referencia, demanda alta 5 3,8 N 
NDC, demanda central 2 2,8 S 
NDC, demanda alta 5 2,9 S 
2 °C, demanda baja 1 1,9 S 
2 °C, demanda central 2 1,9 S 
Por debajo de 2 °C, demanda 
baja 
1 1,75 S 
Por debajo de 2 °C, demanda 
central 
2 1,75 S 
 
Para los escenarios "NDC", se utilizan presupuestos regionales de gases de efecto invernadero basados 
en Winning et. al (2019), con la extrapolación de los compromisos en el marco de las Contribuciones 
 
6 Las rutas de concentración representativa muestran diferentes narrativas para la concentración de GEI en la 
atmósfera (en el TIAM-UCL estas transforman las emisiones de CO2 en concentraciones utilizando los parámetros relevantes 
para esa RCP, y luego restringen el modelo en torno a los límites superior e inferior de la ruta de concentración [van Vuuren 
et al., 2014]). 
15 
 
Determinadas a Nivel Nacional determinados en la COP21 a partir de 2030 a una tasa constante de 
emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) por PIB/cápita. Para los escenarios de "2 °C" y "Por 
debajo de 2 °C", se utilizan presupuestos de CO2 entre 2018 y 2100 de 1170 Gt CO2 y 800 Gt CO2 (Rogelj 
et al., 2018), respectivamente. Para los escenarios en los que se aplican presupuestos de carbono, se 
genera un precio endógeno del carbono (costo marginal de reducir una unidad de CO2) en el TIAM-
UCL, lo que añade un costo adicional a cualquier consumo de combustibles fósiles dentro del modelo. 
 
Para cada combinación de escenario clima-demanda, se emplean las rutas de los impulsores 
socioeconómicos pertinentes de las demandas de servicios energéticos dentro de cada escenario. En 
los escenarios de demanda baja, central y alta, se incluyen las rutas del PIB y de la población que son 
coherentes con las rutas SSP1, SSP2 y SSP5, respectivamente. Dentro del modelo TIAM-UCL, a cada 
demanda de servicios energéticos en cada región se aplicaun impulsor de crecimiento, que puede 
tener asociadas ciertas condiciones de desacoplamiento. A continuación, se muestra la fórmula 
funcional de las demandas de servicios energéticos y sus respectivos impulsores, extraída de Pye et 
al. (2020a): 
 
 
 
A cada demanda de servicio, se aplica un impulsor de la demanda basado en las diferentes rutas 
socioeconómicas (las SSP) en función de las diferentes rutas socioeconómicas compartidas. Estos 
impulsores incluyen el PIB, el PIB per cápita, la población, el número de hogares y el respectivo 
porcentaje del PIB procedente del sector de los servicios. Por lo tanto, cada SSP tendrá diferentes 
trayectorias para el PIB, la población, etc., y por lo tanto diferentes impulsores de crecimiento para 
cada demanda de servicios energéticos. Además, el exponente α es un factor de desacoplamiento que 
puede utilizarse para ajustar aún más la relación entre los impulsores de la demanda y la demanda en 
función de la SSP pertinente (Pye et al., 2020a). 
 
 
Gráfico 5. En el sentido de las agujas del reloj, desde la parte superior izquierda, se muestra la producción 
mundial de gas (dividida por regiones) para cada escenario estudiado en este documento, tal como se 
describe en el cuadro 2 
 
El gráfico 5 muestra las perspectivas de producción mundial a partir de los cuatro escenarios de 
demanda de la ruta socioeconómica compartida 2 "intermedia" que utilizamos en este estudio. Se 
debe tener en cuenta que las rutas de producción mundial se muestran hasta 2050 a partir del modelo 
16 
 
TIAM-UCL con el fin de proporcionar un contexto al sistema energético posterior a 2035 (es decir, más 
allá del horizonte temporal del GAPTAP). Por lo tanto, si bien utilizamos el modelo GAPTAP para 
proporcionar información a nivel de país sobre la producción y los ingresos fiscales, proporcionamos 
un contexto mundial a través de nuestros escenarios de demanda central del modelo TIAM-UCL hasta 
2050, dada la importante evolución de la oferta y la demanda de gas natural después de 2035. 
Además, y como se menciona en la sección Métodos de este informe, el TIAM-UCL proporciona al 
GAPTAP tanto los inputs de la demanda de consumo regional como una restricción del límite máximo 
para la producción regional. 
 
Como se puede ver en el gráfico 5, los productores dominantes actuales (Oriente Medio, la antigua 
Unión Soviética y Estados Unidos) siguen representando al menos el 50% de la producción mundial en 
todos los escenarios. La producción de América Latina y el Caribe aumenta en los escenarios de 
Referencia y NDC después de 2025, impulsada por el aumento de la producción de gas asociado al 
petróleo y el incremento constante de la producción de gas no convencional. En cambio, en los 
escenarios de 2 °C y Por debajo de 2 °C la producción de gas de América Latina y el Caribe disminuye 
hasta 2050. Esto se debe a que la explotación a gran escala del gas natural en la región es incompatible 
con los casos más ambiciosos de la política climática mundial, su costo dista de ser óptimo y no es 
coherente con la demanda en la región. Según nuestros resultados del modelo TIAM-UCL en los 
escenarios de referencia, el consumo de gas en América Latina y el Caribe aumenta en casi dos tercios 
hasta 2050, impulsado por la demanda en los sectores industrial, energético y de transporte. Sin 
embargo, en los escenarios de 2 °C el consumo de gas se reduce en un tercio, y cerca del 60% del 
consumo de gas se destina al sector industrial en 2050. Esto se debe en gran medida a la disminución 
de la generación de electricidad a base de gas y a un papel relativamente menor del transporte por 
carretera. En los escenarios por debajo de 2 °C, la reducción es aún mayor, con solo una cuarta parte 
del consumo de gas del año base en 2050. En estos escenarios, más del 50% se destina a usos 
industriales, y se observa una disminución más pronunciada en la generación de electricidad a base 
de gas (quedando algo de gas en gran medida como capacidad de reserva). El gas sudamericano de 
fuentes no convencionales lucha por competir en los mercados mundiales y con la disminución de la 
demanda interna (véanse el gráfico 6 (b) y el gráfico 10), la gran mayoría de estos recursos de gas 
permanecen en el subsuelo. A modo de referencia, en la sección 3 se realiza un análisis detallado de 
las fuentes (tanto desde la perspectiva geológica como de país) de la producción de gas de América 
Latina y el Caribe en los escenarios y sensibilidades explorados en este documento, utilizando el 
modelo GAPTAP. 
 
Además, el gráfico 6 muestra las rutas de oferta (a) y demanda (b) de gas natural en cada uno de los 
9 escenarios explorados en el TIAM-UCL que figuran en el cuadro 2 para América Latina y el Caribe.7 
Al igual que en el gráfico 5, los resultados del TIAM-UCL se muestran hasta 2050 para garantizar la 
total transparencia de la evolución del sistema energético después de 2035. En los escenarios de 
demanda baja y central con políticas climáticas mundiales menos ambiciosas (es decir, los escenarios 
de "Referencia" y "NDC"), tanto la producción como el consumo de gas disminuyen ligeramente antes 
de volver a aumentar después de 2025. Esto se debe a varias razones: 
 
1. Debido a que el TIAM-UCL es un modelo de optimización, el modelo desarrolla primero las 
reservas probadas de gas (incluyendo volúmenes significativos de gas asociado), la mayoría 
de las cuales están empezando a alcanzar la fase de declive en 2020 en América Latina y el 
Caribe. La producción de gas natural no convencional comienza a aumentar en la región 
 
7 América Central y América del Sur (CSA) y México son dos regiones separadas en el TIAM-UCL, pero aquí se han 
agrupado en una región como América Latina y el Caribe. Para obtener información sobre los países incluidos en CSA véase 
Pye (2020b). 
17 
 
(excepto en México), pero no puede hacerlo con la suficiente rapidez, lo que genera un ligero 
desajuste entre la oferta y la demanda. 
2. En el caso del escenario "NDC - demanda central", 2025 es el primer periodo de tiempo con 
presupuestos regionales de GEI. En América Latina y el Caribe, las emisiones del uso del suelo 
acaparan una elevada proporción del presupuesto total asignado para los GEI, por lo que es 
necesario que la región reajuste el sistema energético hacia vectores energéticos con bajas 
emisiones de carbono en 2025. 
La producción y el consumo alcanzan sus valores más altos en los escenarios de demanda (Referencia 
y NDC - demanda alta) de la SSP5, mientras que en los escenarios de mayor ambición climática mundial 
(2 °C y Por debajo de 2 °C), tanto la producción como el consumo disminuyen sistemáticamente a 
partir de 2020. Las diferencias entre la producción y el consumo se deben a: 
• El nivel de las exportaciones de América Latina y el Caribe en cada escenario (es decir, la escala 
del papel de la región en los mercados mundiales de gas), en donde los escenarios coherentes 
con las actuales NDC o aquellos que ignoran los objetivos climáticos ven importantes 
volúmenes de exportaciones, mientras que en los escenarios que resultan en < 2 ° C las 
exportaciones de gas natural de la región disminuyen considerablemente; 
• Las pérdidas de gas natural entre la boca de pozo y el uso final (tanto en los procesos de 
distribución como de uso final) dada la eficiencia de las tecnologías [en su mayor parte] son 
inferiores a 1). 
 
 
Gráfico 6: Producción (izquierda) y consumo (derecha) de gas natural en América Latina y el Caribe a partir 
de los 9 escenarios de demanda y política climática estudiados en el TIAM-UCL (como se describe en el 
cuadro 2) 
Combinación de escenarios climáticos y de demanda con sensibilidades específicas del mercado 
del gas 
 
Para explorar las perspectivas de los ingresos públicos procedentes del gas natural en América Latina 
y el Caribe, combinamos los escenarios de política climática y de ruta de la demanda socioeconómica 
que ejecutamos en el TIAM-UCL con una serie desensibilidades en el GAPTAP. En resumen, tomamos 
el consumo regional de gas natural de cada escenario ejecutado en el TIAM-UCL y exploramos las 
incertidumbres del mercado del gas en el GAPTAP variando las tasas impositivas y los costos de 
18 
 
explotación de los campos. Variamos la tasa impositiva de cada país y el costo de cada campo entre el 
0,5 y el 1,5 del input central, en incrementos de 0,25. 
 
Combinación de incertidumbres y estrategias 
Con el fin de evaluar el impacto que tienen las diferentes estrategias de gestión (por ejemplo, la 
modificación de las tasas impositivas) en combinación con las incertidumbres exógenas (política 
climática y demanda de servicios energéticos) sobre nuestras métricas clave (ingresos fiscales y 
perfiles de producción), empleamos un muestreo de hipercubo latino para generar nuestras 
combinaciones de incertidumbre. Este ejercicio consiste en convertir opciones individuales de datos 
discretos (por ejemplo, una política climática mundial, un impulsor de la demanda de energía, una 
tasa impositiva y un nivel de costos de explotación del campo) en distribuciones continuas. Esto se 
repitió hasta generar 450 combinaciones individuales de sensibilidad a través de los escenarios de 
política climática y demanda tomados del TIAM-UCL. 
 
La utilización de una técnica de muestreo de hipercubo latino permitió un enfoque más específico 
para cuantificar la incertidumbre en todo el espacio de soluciones posibles para los ingresos públicos 
derivados del gas natural en América Latina y el Caribe bajo diferentes rutas de demanda y política 
climática mundial. Por ejemplo, una simulación Monte Carlo requeriría muchas más ejecuciones y es 
propensa a una asignación más "aleatoria" a través del espacio de incertidumbre, mientras que el 
muestreo de hipercubos latinos permite un enfoque más refinado para reflejar que ciertos resultados 
tienen mayor probabilidad que otros (por ejemplo, se esperaría que la ruta de demanda central (SSP2) 
tuviera mayor probabilidad de ocurrir, por lo tanto sería mayor objeto de muestreo dado que es un 
escenario "intermedio"). 
3. Resultados 
Perspectivas de producción 
Como se mostró en el gráfico 6, la producción regional alcanza su máximo en América Latina y el Caribe 
en los casos de Referencia (en relación con otras rutas), llegando a un máximo de casi ~30 EJ en 2035 
en nuestro escenario de "Referencia-demanda alta" (es decir, sin presupuestos de carbono ni 
impulsores de la demanda SSP5) Esto se debe, en gran medida, al aumento de la producción de gas 
natural asociado (a saber, el gas coproducido con el petróleo) y al incremento del gas no convencional, 
en concreto a los campos de esquisto en Argentina. Sin embargo, en los escenarios que dan lugar a 
un aumento de la temperatura media por debajo de 2 °C a finales de siglo, la producción de gas natural 
en la región disminuye a partir de 2020, lo que refleja el abandono del gas natural a nivel nacional e 
internacional. Si bien, tanto Trinidad y Tobago como Perú continúan exportando GNL (principalmente 
a Europa y Asia), lo hacen dentro de los límites de su actual base de reservas, ya que ambos países 
hacen frente, por un lado, a una disminución de la producción de algunos activos clave, y por otro, a 
la competencia de productores con costos más bajos en los mercados internacionales. 
 
El gráfico 7 muestra las rutas de producción para América Latina y el Caribe para cada escenario 
descrito en el cuadro 2, y para cada combinación de sensibilidades fiscales y de costos de la 
distribución muestral. Estos resultados son producto del GAPTAP, y la información a nivel de país se 
discute posteriormente. 
 
19 
 
 
 
Gráfico 7: Producción agregada de América Latina y el Caribe en cada una de las rutas enumeradas en el 
cuadro 2 
 
El gráfico 8 muestra la producción por países de los principales productores de gas en América Latina 
y el Caribe. Encontramos que la variación de los costos de campo y de las tasas impositivas en un rango 
de combinaciones de incertidumbre tiene el mayor impacto en la producción a nivel de país y en los 
ingresos fiscales en los escenarios de menor ambición climática (Referencia y NDC) (particularmente 
cuando se combina con la ruta SSP5 de demanda más alta). Esto se debe a que la demanda mundial 
de gas natural es mayor y, por lo tanto, hay más productores que pueden competir con el precio de 
mercado vigente. 
 
 
 
Gráfico 8 (a-d): Producción a nivel de país en nuestros escenarios de demanda y política climática, y 
sensibilidades fiscales y de costos. En el sentido de las agujas del reloj, desde la parte superior izquierda, (a) 
Argentina, (b) Brasil, (c) México, (d) Venezuela 
 
Producción de gas por categoría en todos los escenarios y sensibilidades 
Como se ha mencionado anteriormente, el gas asociado sigue desempeñando un papel importante 
en América Latina y el Caribe a lo largo del horizonte temporal del GAPTAP. El gráfico 9 (a-d) muestra 
20 
 
el potencial máximo8 de producción de gas natural asociado a nivel de país en cuatro países: Brasil, 
Colombia, México y Venezuela. Para la región de América Central y América del Sur (que no pertenece 
al grupo de países productores y exportadores de petróleo [OPEP]) en el TIAM-UCL, utilizamos el 
porcentaje de producción de petróleo a nivel de país del modelo BUEGO (véase el gráfico 3) para 
dividir la producción agregada de gas asociado del modelo TIAM-UCL entre cada uno de los 9 
escenarios principales que ejecutamos. Estos potenciales de producción se introducen en el modelo 
GAPTAP, creando "campos" de gas asociado. Aunque se han realizado pocos estudios sobre el 
potencial de la producción de gas natural asociado a través de diferentes escenarios de política 
climática, un indicador es el World Energy Outlook (2019) de la Agencia Internacional de Energía (IEA, 
por sus siglas en inglés), donde las proyecciones de la producción de gas asociado brasileño de los 
campos de petróleo en alta mar, conocidos como presal, alcanzan más de 2,3 EJ (~ 60 mmm3) para 
2040 en el escenario de políticas declaradas de la IEA. A modo de referencia, los escenarios NDC (que 
más se ajustan al escenario de políticas declaradas de la IEA) del presente estudio estiman que el 
potencial de producción de gas asociado de Brasil es de 1,8-2 EJ para 2035 
 
Una de las principales conclusiones de este estudio es que, una vez que los objetivos de la política 
climática mundial aumenten su ambición, se reduce considerablemente el margen de maniobra de los 
productores de gas de América Latina y el Caribe para hacerse con una cuota de mercado. En resumen, 
cuando se promulga una política climática estricta, esta se convierte en el impulsor dominante de la 
dinámica de la producción de gas natural entre regiones, y la producción asociada de bajo costo se 
lleva una parte cada vez mayor de un mercado que se reduce. En la sección de resumen de este 
informe, hemos dado una serie de producciones acumuladas en nuestros escenarios y sensibilidades 
para el gas de esquisto de Argentina, que van desde 30 EJ en nuestro caso de "Referencia" (o de 
ausencia de política climática) hasta apenas 4 EJ en los escenarios coherentes con el objetivo por 
debajo de 2 °C. El gráfico 10 muestra la producción de gas no convencional en Argentina en tres de 
nuestros escenarios de demanda central. 
 
 
Gráfico 9 (a-d): Producción potencial de gas asociado por país. En el sentido de las agujas del reloj, desde la 
parte superior izquierda, (a) Argentina, (b) Brasil, (c) Colombia, (d) Venezuela 
 
El gráfico 8 muestra que la producción de gas de esquisto aumenta en el escenario de referencia, y 
que hay variaciones significativas en la producción después de 2025 impulsadas por los cambios en las 
combinaciones de sensibilidad de los costos de explotación de los campos y las tasas impositivas 
determinados por el muestreo de hipercubo latino (es decir, una mayor competencia entre países y 
 
8 Es decir, el máximo potencialde gas asociado disponible en cada escenario del TIAM-UCL se reparte entre los países en 
función de los porcentajes del BUEGO. El GAPTAP no utiliza necesariamente este potencial de producción. 
21 
 
categorías de recursos para producir). En nuestro escenario de referencia de demanda central, la 
producción de gas de esquisto en Argentina en 2035 es entre 390 -542% superior a los niveles de 2018 
(alcanzando alrededor de 1,7 EJ/a, o el 113% de la producción actual en Argentina)9. Por el contrario, 
cuando se promulga la política climática para mantener las temperaturas mundiales por debajo de 2 
°C, la producción de esquisto en Argentina en 2035 disminuye hasta el 40% de los niveles de 
producción de 2018. A diferencia del escenario de referencia, la modificación de las tasas impositivas 
tiene un impacto limitado una vez que se incrementa la ambición de la política climática. Esto se debe 
a una combinación del presupuesto de carbono que impulsa la descarbonización y, por lo tanto, 
disminuye la demanda de gas, junto con la competencia del gas natural asociado de menor costo para 
abastecer el mercado de gas restante. 
 
 
Gráfico 10: Producción de gas no convencional (esquisto y compacto) en Argentina en nuestros escenarios 
de demanda central (SSP2) 
 
Futura recaudación de impuestos 
En este estudio, los ingresos públicos procedentes del gas natural se definen como los pagos de 
regalías e impuestos recaudados por los gobiernos nacionales por la extracción de gas natural en las 
fases iniciales. Estos se calculan a nivel de campo/proyecto en el GAPTAP y se descuentan para 
garantizar el valor actual de los ingresos fiscales futuros. 
 
El gráfico 11 muestra un rango de ingresos fiscales acumulados en toda América Latina y el Caribe para 
cada uno de los 9 escenarios descritos en el cuadro 2. Utilizando un diagrama de caja se muestran los 
percentiles 25, 50 y 75 de los ingresos públicos en los escenarios principales, con rangos que reflejan 
el impacto del muestreo de hipercubo latino de las sensibilidades fiscales y de costos de campo. Cada 
escenario se ejecutó de manera independiente con una serie de sensibilidades para tener en cuenta 
la incertidumbre en los futuros niveles de recaudación de impuestos mediante la alteración de las 
tasas impositivas futuras. Estas sensibilidades inflaron o desinflaron las tasas impositivas recopiladas 
en Ernst & Young (2019) y se introdujeron en el GAPTAP como se describe en la Sección 2 de este 
informe. Al utilizar esta incertidumbre en las tasas impositivas futuras, el modelo produce un total de 
450 iteraciones en los principales escenarios de descarbonización y demanda descritos en el cuadro 
2. Además, el gráfico 12 muestra la misma información, excepto para los países que no pertenecen a 
la OPEP en América Latina y el Caribe. 
 
9 Como referencia, en nuestro escenario de referencia de demanda alta, la producción de gas de esquisto 
alcanza 3,1 EJ/a en 2035. 
22 
 
 
 
Gráfico 11: Rango de recaudación acumulada en América Latina y el Caribe en cada escenario individual 
 
Los ingresos acumulados en América Latina y el Caribe son más elevados en los escenarios de demanda 
alta (ruta SSP5) y con una política climática mundial menos ambiciosa (escenarios de "Referencia" y 
"NDC" que dan lugar a un aumento de la temperatura de entre 2,8 y 3,8 oC a finales de siglo). Como 
se ha descrito en la sección anterior, la importancia del gas natural asociado en todos los escenarios 
puede verse en la diferencia entre el gráfico 11 (toda América Latina y el Caribe) y el gráfico 12 (países 
de América Latina y el Caribe que no pertenecen a la OPEP, es decir, sin Venezuela). Se supone que el 
gas natural asociado venezolano tiene el mismo régimen fiscal extremadamente alto que el petróleo 
(por ejemplo, 50% de impuestos sobre los beneficios y 33% de regalías [Ernst & Young, 2019]), pero 
debido a su bajo costo y a las limitaciones del modelo, la producción venezolana de gas asociado 
mantiene una presencia relativamente fuerte en todos los escenarios (véase el gráfico 9). 
 
Para mostrar el impacto de las distintas sensibilidades fiscales y de costos de campo sobre la 
producción y los ingresos fiscales en los escenarios principales, el gráfico 13 muestra la producción 
acumulada (2017-2035) frente a los ingresos fiscales acumulados (2017-2035) para el conjunto de 
América Latina y el Caribe. En cada uno de los 9 escenarios de clima-demanda, múltiples indicadores 
reflejan las variaciones tanto en la producción acumulada como en los ingresos acumulados debido a 
las sensibilidades fiscales y de costos de explotación de campo. 
 
 
 
 
 
 
23 
 
 
Gráfico 12: Rango de recaudación acumulada en los países de América Latina y el Caribe que no pertenecen 
a la OPEP en cada escenario individual. El país de la OPEP que no se incluye es Venezuela. 
 
 
 
 
 
 
Gráfico 13: Producción acumulada (EJ) frente a ingresos fiscales acumulados (mil millones de dólares) para la 
región de América Latina y el Caribe, 2017-2035. El color y la forma de cada indicador muestran el escenario 
principal, mientras que las diferencias dentro de cada agrupación de escenarios se deben a la simulación de 
sensibilidad a los impuestos y a los costos 
 
24 
 
 
Gráfico 14 (a-e): Producción acumulada (EJ) frente a la recaudación de impuestos acumulada (mil millones 
de dólares) para una selección de productores de gas en América Latina y el Caribe. En el sentido de las 
agujas del reloj, desde la parte superior izquierda, (a) Argentina, (b) Brasil, (c) México, (d) Bolivia, (e) 
Trinidad y Tobago 
El panel (a-c) en el gráfico 14 también confirma que los cambios en las tasas impositivas y en los costos 
de campo tienen mucho mayor impacto en los escenarios con una política climática menos ambiciosa, 
en los que la demanda de gas natural es significativamente mayor y, por lo tanto, puede competir una 
mayor parte de la base de reservas/recursos. Esto también se muestra en los gráficos 8 y 10, donde 
los cambios en los niveles de producción debidos a las sensibilidades fiscales y de costos de campo en 
los escenarios con una política climática menos ambiciosa (Referencia y NDC) son mucho mayores que 
en los escenarios con una política climática más ambiciosa (2 °C y Por debajo de 2 °C). 
Según el gráfico 14 (d), Bolivia parece ser poco flexible a los cambios en la tasa impositiva, ya que la 
producción no cambia cuando la tasa impositiva aumenta/disminuye. Pese a que esto es opuesto al 
patrón general de otros países en los que las tasas impositivas más altas (y, por tanto, los ingresos 
públicos más elevados) aumentan el precio necesario para poner en marcha un campo de gas y, en 
algunos casos, desincentivar su explotación, Bolivia tiene dos características clave que difieren de 
otros productores de gas de la región. En primer lugar, la producción boliviana está muy concentrada 
en unos pocos campos gigantes, pero maduros (Margarita, Sabalo, Itau) y la producción de estos sigue 
siendo relativamente independiente de cualquier cambio en las tasas impositivas bolivianas, aunque 
teniendo en cuenta las tasas de agotamiento. En segundo lugar, Bolivia actúa como "proveedor 
complementario" una vez se venzan los contratos de gas con Brasil y Argentina en 2020. En resumen, 
cualquier suministro adicional necesario para satisfacer la demanda se obtiene tanto de los mercados 
internacionales al contado como del gas de exportación boliviano a través de los gasoductos existentes 
25 
 
hacia Argentina y Brasil dado que existe una capacidad de producción residual en Bolivia una vez que 
estos contratos terminen. 
 
Gráfico 15. Contribución de los ingresos fiscales derivados del gas (% del PIB) por escenario climático. Cada 
línea representa uno de los escenarios en el cuadro 2. El color de las líneas se refiere al escenario de la demanda 
mundial bajo diferentes objetivos de temperatura. El panel superior muestra los países con mayores 
contribuciones al PIB